Что такое u tube эффект
U-tube effect
Смотреть что такое «U-tube effect» в других словарях:
Tube sound — (or valve sound) is the characteristic sound associated with a vacuum tube based audio amplifiers. Some audiophiles prefer the sound that is produced by the distortion characteristics of tube based amplifiers. The audible significance of tube… … Wikipedia
Tube Mice — is a children s animated series produced in 1988 about the adventures of mice who dwell in the tunnels of the London Underground.The series was produced by Honeycomb Animation, and was created by Sarah and Simon Bor. Overview The four main… … Wikipedia
Tube trumpet — Homemade tube trumpets are natural trumpets constructed out of a length of hose pipe fitted with a kitchen funnel. They are used as teaching aidscitation|title=Exploring the Brass Family|author=Pauline… … Wikipedia
Tube bending — Bent tubing Shown is a trombone, it displays some U bends Tub … Wikipedia
effect — The result or consequence of an action. [L. efficio, pp. effectus, to accomplish, fr. facio, to do] abscopal e. a reaction produced following irradiation but occurring outside the zone of actual radiation absorption. additive e. an e. wherein two … Medical dictionary
[effect on ischemic myocardial injury]; total flow resistance; traditional functional retraining; transferrin receptor — testicular feminization syndrome; thyroid function study; tube fed saline … Medical dictionary
Vortex tube — For the term vortex tube used in fluid dynamics please see: vorticity The vortex tube, also known as the Ranque Hilsch vortex tube, is a mechanical device that separates a compressed gas into hot and cold streams. It has no moving parts.… … Wikipedia
Vacuum tube — This article is about the electronic device. For experiments in an evacuated pipe, see free fall. For the transport system, see pneumatic tube. Modern vacuum tubes, mostly miniature style In electronics, a vacuum tube, electron tube (in North… … Wikipedia
Video camera tube — In older video cameras, before the mid to late 1980s, a video camera tube or pickup tube was used instead of a charge coupled device (CCD) for converting an optical image into an electrical signal. Several types were in use from the 1930s to the… … Wikipedia
Cathode ray tube — Cutaway rendering of a color CRT: 1. Three Electron guns (for red, green, and blue phosphor dots) 2. Electron beams 3. Focusing coils 4. Deflection coils 5. Anode connection 6. Mask for separating beams for red,… … Wikipedia
X-ray tube — An X ray tube is a vacuum tube that produces X rays. They are used in X ray machines. X rays are part of the electromagnetic spectrum, an ionizing radiation with wavelengths shorter than ultraviolet light. X ray tubes evolved from experimental… … Wikipedia
U-tube effect
Смотреть что такое «U-tube effect» в других словарях:
Tube sound — (or valve sound) is the characteristic sound associated with a vacuum tube based audio amplifiers. Some audiophiles prefer the sound that is produced by the distortion characteristics of tube based amplifiers. The audible significance of tube… … Wikipedia
Tube Mice — is a children s animated series produced in 1988 about the adventures of mice who dwell in the tunnels of the London Underground.The series was produced by Honeycomb Animation, and was created by Sarah and Simon Bor. Overview The four main… … Wikipedia
Tube trumpet — Homemade tube trumpets are natural trumpets constructed out of a length of hose pipe fitted with a kitchen funnel. They are used as teaching aidscitation|title=Exploring the Brass Family|author=Pauline… … Wikipedia
Tube bending — Bent tubing Shown is a trombone, it displays some U bends Tub … Wikipedia
effect — The result or consequence of an action. [L. efficio, pp. effectus, to accomplish, fr. facio, to do] abscopal e. a reaction produced following irradiation but occurring outside the zone of actual radiation absorption. additive e. an e. wherein two … Medical dictionary
[effect on ischemic myocardial injury]; total flow resistance; traditional functional retraining; transferrin receptor — testicular feminization syndrome; thyroid function study; tube fed saline … Medical dictionary
Vortex tube — For the term vortex tube used in fluid dynamics please see: vorticity The vortex tube, also known as the Ranque Hilsch vortex tube, is a mechanical device that separates a compressed gas into hot and cold streams. It has no moving parts.… … Wikipedia
Vacuum tube — This article is about the electronic device. For experiments in an evacuated pipe, see free fall. For the transport system, see pneumatic tube. Modern vacuum tubes, mostly miniature style In electronics, a vacuum tube, electron tube (in North… … Wikipedia
Video camera tube — In older video cameras, before the mid to late 1980s, a video camera tube or pickup tube was used instead of a charge coupled device (CCD) for converting an optical image into an electrical signal. Several types were in use from the 1930s to the… … Wikipedia
Cathode ray tube — Cutaway rendering of a color CRT: 1. Three Electron guns (for red, green, and blue phosphor dots) 2. Electron beams 3. Focusing coils 4. Deflection coils 5. Anode connection 6. Mask for separating beams for red,… … Wikipedia
X-ray tube — An X ray tube is a vacuum tube that produces X rays. They are used in X ray machines. X rays are part of the electromagnetic spectrum, an ionizing radiation with wavelengths shorter than ultraviolet light. X ray tubes evolved from experimental… … Wikipedia
Анализ систем бурения с двойным градиентом при строительстве глубоководных скважин
Введение
Запасы нефти месторождений России, находящихся в разработке на суше, снижаются. Отечественные нефтегазовые компании все больше вкладываются в геологоразведочные работы на континентальных шельфах Карского, Черного, Охотского и других морей [1,2].
При этом стоимость строительства поисковых скважин на водных, тем более северных акваториях, в разы превышает стоимость строительства скважин на суше, что связано с высокой суточной стоимостью эксплуатации морских буровых платформ или судов, более длинными и тяжелыми колоннами, а также логистикой доставки оборудования и персонала.
Сложность строительства морских скважин еще более возрастает при глубоководном бурении. С увеличением глубины моря уменьшается градиент горного давления и давление гидроразрыва пород, что сужает диапазон выбора плотности буровой промывочной жидкости (БПЖ) и приводит к увеличению необходимого числа обсадных колонн.
Данные факторы приводят к необходимости поиска и внедрения новых техники и технологий для строительства морских глубоководных скважин. Одним из перспективных направлений решения этой проблемы является технология бурения с регулированием дифференциального давления (MPD – Managed Pressure Drilling) в системе «скважина-пласт» [3]. Вариантом реализации данной технологии, является применение системы бурения с двойным градиентом, что открывает новые горизонты в глубоководном бурении.
Бурение с двойным градиентом – как одно из решений для глубоководного бурения
При традиционной технологии бурения морской скважины кольцевое пространство между бурильной колонной и внутренней стенкой водоотделяющей колонны (райзером) заполнено буровым раствором той же плотности, что и в кольцевом пространстве в открытом (не обсаженном) стволе скважины. Как известно [3], плотность бурового раствора выбирается исходя из условий создания противодавления на горизонты, с максимальным значением пластового давления. Эта разница между забойным и пластовым давлением предотвращает поступление пластовой жидкости в скважину. Однако забойное давление в стволе скважины, должно быть меньше, чем давление в пласте, чтобы предотвратить разрыв горных пород.
В глубоководных скважинах (например, Черное море или Мексиканский залив) часто встречаются пласты, имеющие узкую границу между поровым и давлением гидравлического разрыва пласта. Этот узкий диапазон является, как правило, результатом аномально высокого порового давления и/или низкого давления гидроразрыва, из-за того, что слои горных пород дополнительно находятся под давлением толщи морской воды, что требует большего количества обсадных колонн по сравнению со скважинами аналогичной глубины, построенными на суше. На рисунке 1(а) показано большее число глубин посадки обсадных колонн и разграничение несовместимых пластов.
Одним из возможных способов решения этой проблемы является использование системы бурения с двойной плотностью или, как ее часто называют, система «бурения с двойным градиентом» [4]. В отличие от традиционного бурения с одним градиентом, при бурении с двойным градиентом используются два гидростатических градиента. Градиент морской воды от поверхности моря до морского дна используется для управления скважиной, а градиент бурового раствора от морского дна до забоя используется для обеспечения устойчивости ствола скважины и удаления из нее шлама. Можно сказать, что условно, буровая установка находится на морском дне, поскольку перекрытие толщи воды уравновешивается градиентом линии морской воды ( рисунок 1 б ). Важно отметить, что бурение с двойным градиентом уже применяется при бурении пилотного ствола или верхних секции скважин до установки противовыбросового оборудования (ПВО), как показано на рисунке 3 А.
Две жидкости внутри кольцевого пространства могут дать более благоприятный профиль давления в скважине по сравнению с обычным бурением. На рисунке 2 показан профиль давлении одной из глубоководных скважин Черного моря. Система с двойным градиентом изменяет общий профиль давления в зависимости от глубины по сравнению с обычным бурением, обеспечивает большее окно бурения за счет того, что сдвигает профиль давления влево (см. таблица 1 ).
Бурение верхних интервалов, до глубины 2652 метра и 3000 метров, традиционно осуществляется с выносом выбуренной породы на дно моря (на рисунке 2 — Бурение с выбросом). После спуска и цементирования 22” обсадной колонны и установки райзера с ППВО (подводное противовыбросовое оборудование), предлагаем бурить с двойным градиентом давления до 3700 метров. Далее спустить и цементировать 13 5/8” обсадную колонну и продолжать бурение сквозь солевой пласт с двойным градиентом до глубины 4850 метров (на рисунке 2 — Бурение с двойн. град + MPD 1). Далее спускается и цементируется 9 5/8” обсадная колонна, а бурение с двойным градиентом ведется до конечной глубины 5526 метров (на рисунке 2 — Бурение с двойн. град. + MPD 2).
Красным пунктирными линиями на рисунке 2 отмечено традиционное бурение с одним градиентом. При этом способе, количество несовместимых интервалов выше, поэтому необходимо спускать 9 обсадных колонн, вместо 5 при бурении с двойным градиентом.
Научно – технические исследования систем бурения с двойным градиентом
Бурение с двойным градиентом относят к одной из разновидностей Бурения с управляемым давлением (MPD). Рассмотрим некоторые системы и технологии, используемые «после установки ПВО», которые прошли промышленные испытания.
Ведущие западные нефтяные компании инвестировали сотни миллионов долларов на протяжении последних 20 лет (до 2011 г.) в технологии бурения с двойным градиентом, такие как:
1. Подводный насос для подъема бурового раствора (SMD);
2. Cистема управления давлением бурового раствора (CMP);
3. Система постоянного управления давлением в кольцевом пространстве (CAPM).
Одним из инициаторов разработки «системы подводного насоса для подъема бурового раствора SMD» была компания Chevron [5,6]. В SMD используются массивные подводные насосы, установленные на морском дне выше ПВО (см. рисунок 3 В ).
В первой фазе разработки принимали участие 22 компании из Европы, Северной и Южной Америки. Участники проекта пришли к единому мнению относительно конфигурации необходимого оборудования и установили, что вполне пригодны традиционные подходы как в сфере буровых операций, так и в сфере контроля над скважиной. В 1998 г. началась вторая фаза разработки с участием четырех компаний-операторов, четырех подрядчиков и одной компании-изготовителя, направленная на разработку наиболее ответственных компонентов оборудования. В это же время приступили к выработке процедур бурения и контроля над скважиной, включая создание школ профессиональной подготовки специалистов по бурению с двойным градиентом.
Опишем принцип работы технологии SMD: подводный насос всасывает буровой раствор из кольцевого пространства выше ПВО и закачивает его на поверхность по прикрепленным к райзеру линиям. Этот подводный насос для лифтирования бурового раствора на поверхность механически изолирует возвратную линию из затрубного пространства скважины и поддерживает давление в нем, соответствующим гидростатическому давлению столба морской воды. Тем самым обеспечивается двойной градиент давления (со стороны морской воды и бурового раствора) в кольцевом пространстве скважины. В результате перекачки на поверхность бурового раствора, выходящего из затрубного пространства, проявляется дисбаланс давлений между затрубным пространством и бурильными трубами, которые простираются до буровой установки и заполнены буровым раствором. Следовательно, система «бурильная труба и затрубное пространство» становится неуравновешенной. Успех бурения и контроля скважины с подводной системой подъема бурового раствора от морского дна зависит от эффективного управления неуравновешенной U-образной трубой с помощью специального забойного клапана над долотом.
В дополнение к насосу для перекачки бурового раствора от морского дна в рамках совместного промышленного проекта было разработано подводное вращающее отводное устройство (SRD) и блок обработки твердой фазы. SRD (уплотнение с подшипниками) обеспечивает отвод бурового раствора из затрубного пространства в приемную линию подводного насоса. Блок обработки твердой фазы располагается между SRD и подводным насосом и позволяет дробить крупные куски бурового шлама до размеров не более 38 мм. Все частицы шлама, размер которых менее 38 мм, проходят через этот блок без размельчения. Для реализации технологии SMD буровой подрядчик Pacific Drilling переоборудовал свои морские буровые суда Pacific Santa Ana, Pacific Khamsin и Pacific Sharav. На каждом из них установлено по 6-7 буровых насосов с давлением 510 атм.
Принцип работы системы CMP: насос подвешивается на райзере на определенной глубине выше морского дна. Насос всасывает буровой раствор из скважины над ПВО и возвращает его на буровую установку по внешней линии. Насос позволяет контролировать уровень морской воды и бурового раствора внутри райзера, тем самым управляя забойным давлением.
Похожую систему, реализованную фирмой AGR, разработала компания Ocean Riser Systems AS, под названием «Система возврата бурового раствора с низкой посадкой (LRRS)». Принцип работы системы LRRS: насос подвешен на буровой установке до фиксированной глубины моря. Гибкая труба от насоса прикреплена к райзеру, откуда высасывается буровой раствор и возвращается его на буровую установку по внешней линии. Вместо объема откаченного бурового раствора, райзер заполняют азотом, следовательно, созданный гидростатический столб газ/жидкость позволяет управлять давлением.
Компания Trancoocean пошла по другому пути и провела лабораторные испытания системы «Постоянного управления давлением в кольцевом пространстве CAPM» [7,8].
Принцип работы системы CAPM, показан на рисунке 4 : буровой раствор с малой плотностью (легкий буровой раствор) закачивается в затрубное пространство через линии глушения. Он смешивается над нижним соединительным узлом райзера с тяжелым буровым раствором, идущим от забоя скважины на поверхность. Следовательно, внутри райзера создается разбавленный буровой раствор. Разбавленный буровой раствор на поверхности (платформе или судне) проходит через систему очистки и попадает в центрифугу, где заново разделяется на легкий и тяжелый буровой раствор. В итоге, забойное давление формируется как сумма гидростатического давления столба тяжелого бурового раствора и разбавленного бурового раствора.
Критический элемент системы САРМ является центрифуга, которая позволяет разделять разбавленный буровой раствор (1076-1677 кг/м 3 ), поднимающийся из скважины, на утяжеленный (1437-2156 кг/м 3 ) и легкий буровой раствор (1078-1677 кг/м 3 ). В конце 2008 года были успешно проведены полевые испытания данной центрифуги при расходе 1897 л/мин на буровом судне «Discoverer Enterprise»
Многие исследования бурения с двойным градиентом были приостановлены после 2010 года, возможно в связи с тем, что один из основных амбассадоров бурения с двойным градиентом компания BP понесла большие убытки после аварии на месторождении Маконда в Мекиканском заливе [9,10].
В таблице 2 приведен сравнительный анализ систем бурения с двойным градиентом, где приведены также основные критерии, влияющие, по нашему мнению, на принятие решения заказчиком по использованию инновационного оборудования и технологий на месторождениях.
На основе проведенного анализа, можно сделать выводы, что при расположении оборудования ниже уровня моря (системы SMD и CMP), есть вероятность возникновения простоев на ремонтные работы и возможны сложности по контролю и управлению скважиной в случае газонефтепроявления. Также анализ свидетельствует, что одним из наиболее перспективных методов бурения с двойным градиентом является «система постоянного управления давлением в кольцевом пространстве CAMP».
Потенциальный возможный экономический эффект от использования системы бурения с двойным градиентом — показан на рисунке 5 на примере глубоководной скважины в Черном море. При этом, стоимость одного дня строительства глубоководной скважины (включая все материалы и услуги) при традиционном способе составляет 1 млн. USD. При использовании системы бурения с двойным градиентом на строительство скважины уйдет 57 дней (вместо 96 дней при традиционном методе), следовательно экономический эффект оценивается в 39 млн. USD. Наибольший эффект связан с экономией затрат на обсадные колонны, цемент, буровой раствор и времени, потраченного на СПО.
Вывод
1. Бурение с двойным градиентом открывает широкие горизонты в бурении глубоководных скважин с узким «буровым окном». Снижение стоимости строительства скважины до 40% может способствовать увеличению геолого-разведочных работ в морях России.
3. Система бурения с двойным градиентом по существу освобождает райзер от «тяжелого» бурового раствора. В следствие этого, необходимое натяжение райзера можно уменьшить, что позволит значительно увеличить предельную глубину вод, в которых могут работать менее мощные буровые установки, или повысить допустимые текущие нагрузки для буровых установок, действующих в условиях неглубоких вод.
4. Буровые суда технически оборудованы и готовы к бурению с двойным градиентом. Некоторые системы бурения с двойным градиентом прошли промышленные испытания.
5. Внедрение новой технологии всегда требует подхода, основанного на оценке рисков и стандартов проектирования. В настоящее время предпринимаются усилия для разработки руководящих документов и стандартов в области бурения с двойным градиентом (см. NORSOK D-010 и DNV-OS-E101). Важной задачей внедрения систем бурения с двойным градиентом станет переподготовка промышленного персонала.
6. Правительство РФ 22 декабря 2018 г. издало постановление № 2914 «Об утверждении Стратегии развития минерально-сырьевой базы РФ до 2035 года» [11]. Данной стратегией предусмотрены меры и по развитию континентального шельфа, а также на выявление скрытых и глубокозалегающих месторождений. Предложенные в данной статье инновационные системы в нефтегазодобывающем комплексе могут стать важной предпосылкой достижения поставленных целей.
Список литературы:
1. Богоявленский В.И. “Перспективы и проблемы освоения месторождений нефти и газа шельфа Арктики”: Журнал “Бурение и нефть”, 2012.
2. Волков В.В., Шмаль Г.И. “Почему буксует бажен?”: Журнал “Бурение и нефть”, 2019.
3. Чернухив В.И. “Разработка технологии бурения скважин с регулируемым давлением на забой”: диссертация, Ставрополь, 2005.
4. Смит Ж.Р. “Системы бурения с двойным градиентом для улучшения бурения глубоководных скважин”: презентация в Государственном Университете Луизианы, 2004.
5. Петерман С.П. «Безрайзерное бурение – следующая ступень в глубоководном бурении»: презентация с конференции по морским технологиям, Хьюстон, 1998.
6. Форрест Н., Белли Т., Ханнаген Д. «Подводное оборудование для глубоководного бурения с двойным градиентом»: SPE/IADC 67707, 2001.
7. Дебоер Л. «Методика и оборудования для изменения плотности буровых растворов при глубоководном бурении нефтяных скважин»: патент США 6536540, 2003.
8. Дебоер Л. «Бурение с двойным градиентом», презентация на конференции ассоциации буровых подрядчиков, Хьюстон, 2003.
9. Малюков В.П., Сушок А.А. “Технологические, экологические и экономические проблемы в результате аварии на скважине Macondo компании “Бритиш Петролеум” в Мексиканском заливе”: вестник РУДН, 2013.
11. Правительство Российской Федерации. «Стратегия развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2035 года» : №2914-р, Москва, 2018.
Authors:
Ганиев Радмир Илдарович, Технический консультант DGD LLC
Люк Дебоер, Генеральный директор DGD LLC
Цементирование скважин — способы и технологии тампонажа
Завершающим этапом строительства скважин является укрепление обсадного ствола. Оттого насколько профессионально будет проведён этот процесс, зависит качество и надёжность всей конструкции. На сегодняшний день разработано несколько способов эффективного цементирования скважин, при этом одному из них, самому распространённому, уже больше ста лет. В статье мастер сантехник расскажет, способы и технологии цементирования скважин.
Зачем цементировать скважину
Цементный раствор в этом случае называется “тампонажный”, а сам процесс “тампонированием”.
Правильно произведённое тампонирование скважин на воду способствует:
От того, насколько грамотно осуществлено цементирование, будет зависеть качество добываемой воды и эксплуатационные характеристики скважины. Также цементирование производится для ликвидируемых скважин, которые больше не будут больше эксплуатироваться.
Способы цементирования скважин
В строительном производстве принято различать приемы в подаче герметизирующей смеси в заколонное пространство скважин:
Цементование скважин производится в строгом соответствии с проектом производства работ, который является составляющей частью проекта на строительство скважины. Проектант обязан учитывать фактическую геологическую структуру на всей глубине скважины. В расчетах используют конструктивные особенности скважины, промежуток, подлежащий укреплению. Строгое соблюдение рекомендаций проектировщика – залог успешной долговременной эксплуатации скважины.
В практическом строительстве используется 2 технологии доставки тампонажного раствора:
Обратная технология тампонирования применяется при небольших глубинах скважины. Приготовленный раствор подается сверху, между обсадной трубой и грунтом. Под собственным весом пластический раствор опускается вниз, заполняя все пустоты.
Прямая технология используется на больших глубинах залегания подошвы скважины и насчитывает несколько вариантов производства работ.
Такой вариант выполнения работ предусматривает залив герметизирующей смеси в пространство между трубой и стеною скважины без прерывания процесса. Прежде чем приступить к наполнению раствором, скважина промывается обыкновенной водой. В нижней части трубы крепится ограничитель движения пробки. Смесь выдавливается давлением из трубы, предназначенной для крепления стен буровой скважины, в пространство между трубой и стеной скважины. В трубу насосом подается подготовленная смесь в полном объеме.
Установив верхнюю пробку, с помощью компрессорной установки создается давление, необходимое для «выдавливания» смеси. Смесь поднимается вверх. В меру необходимости добавляется заранее приготовленный раствор в колонну и с использованием вибропресса происходит уплотнение закаченной смеси в заколонном пространстве.
Окончание подачи смеси происходит во время соприкосновения верхней и нижней пробок.
После полного затвердения раствора снимаются и извлекаются все приспособления, колонна очищается от остатков раствора, промывается чистой водой, проверяется на герметичность и передается в эксплуатацию.
Этот способ имеет второе название – двухцикловое цементирование. При неглубоких скважинах применять нецелесообразно, используется на скважинах большой глубины. Увеличение глубины разрабатываемой скважины увеличивает сопротивление, что требует дополнительных мощностей. Продавливание тампонажного раствора за один цикл вдоль всей скважины затруднительно. Увеличение давления отрицательно влияет на залегающие геологические слои, разрушая их. Это приводит к увеличению затрат на тампонирование. Существует опасность разрушения конструкции скважины.
Такой способ используется при:
Второй цикл тампонирования выполняется при полном схватывании тампонажного раствора, выполненного в первом цикле.
В слабых грунтах, предрасположенных к пластовому гидроразрыву или с низким внутренним давлением, практикуется применение манжетного способа укрепления стенок скважин. Этот метод предусматривает цементирование не по всей длине обсадной трубы, а исключительно верхней части, для полного исключения воздействия давлением тампонажного раствора на продуктивные нижние пласты.
В нижней части обсадной трубы, на уровне предполагаемого цементирования, устанавливается манжета, предварительно проперфорированная в месте закрепления. Выше отверстий перфорации устанавливается стопорное кольцо. Нагнетание тампонажного раствора происходит, как и при одноступенчатом способе, с той разницей, что в затрубное пространство раствор попадает через отверстия, а не через башмак.
Наличие манжеты не позволяет раствору опуститься ниже края трубы, на котором она смонтированная. Внутрипластовое давление сохраняется на природном уровне и не способствует его разрушению.
Заполнение сверху пазух между трубой и стеной герметизирующим раствором называется обратным цементированием.
При таком способе промывочная жидкость опускается под тяжестью раствора вниз и поднимается обратно в обсадной трубе. Поднимающаяся промывочная жидкость сливается через устье, устанавливаемое наверху обсадной трубы, в очистную систему. При достижении тампонажного раствора низа обсадной трубы (башмака), процесс закачки прекращается и делается временная выдержка на период твердения раствора.
Этот метод цементирования оказывает меньшее давление на окружающие породы.
Так же способ имеет один изъян – качество цементирования вокруг башмака колонны снижено из-за частичного смешивания промывочного раствора с герметизируемым.
Оборудование для цементирования скважины
Какое оборудование понадобится для проведения цементации скважины:
Тампонажный раствор для цементирования скважины должен отвечать целому ряду требований и обладать:
Также раствор должен обладать такой консистенцией, чтобы его можно было без проблем доставлять к скважине и производить закачку. Раствор должен хорошо смываться с оборудования, не быть в отношении него химически агрессивным и иметь минимальный коэффициент потери при транспортировке к скважине.
Используемый тампонажный раствор должен обладать достаточно жидкой структурой для осуществления перекачивания нагнетательным оборудованием и при этом иметь высокие прочностные характеристики.
Процесс приготовления цементного раствора для тампонирования заключается в равномерном перемешивании компонентов, входящих в его состав с последующей заливкой в него воды, с предварительно растворёнными в ней специальными добавками.
Самыми простыми растворами, которые можно приготовить самостоятельно, являются:
Для приготовления цементирующей смеси лучше всего использовать тампонажный портландцемент, представляющий собой разновидность цемента на основе силикатов.
Такой цемент, конечно, стоит дороже, чем обычный портландцемент, однако его прочностные характеристики намного выше, чем у обычного.
Под специальными добавками, входящими в состав цементирующих растворов, понимают различные вещества, придающие раствору особые свойства.
Цементный камень, образующийся при затвердевании портландцемента, обладает высокими прочностные свойствами, выдерживает нагрузки, механическое и физическое воздействие.
Процесс образования цементного камня
Процесс образования цементного камня начинается сразу после закачки тампонирующего раствора и длится от 12 до 36 часов. Основными факторами, влияющими на длительность затвердевания раствора до состояния цементного камня:
В период затвердевания необходимо оставить скважину в состоянии покоя. Запрещается использовать тросы, ломы, проволоку для оценки качества цементирования, т.к. это может нарушить целостность образующегося цементного камня.
Если вы не знайте, сколько времени необходимо для полного схватывания цементирующего раствора, подождите трое суток и приступайте к контрольным замерам
Длительность затвердения защитного слоя и проверка его качества
Образование цементного камня начинается сразу после завершения заливки смеси. Процесс полного затвердения зависит от температуры окружающей среды, состава и влажности грунта, материала обсадных элементов, а также характеристик и перечня компонентов самого раствора. Если нет возможности определить момент, когда защитный слой полностью сформировался, следует выждать как минимум 48 часов до выполнения каких либо действий.
В течение этого времени использование тросов, проволоки и других приспособлений для прощупывания заливки категорически не рекомендуется. Любое механическое воздействие может негативно сказаться на качестве и целостности цементного камня.
По истечении двух суток рекомендуется провести проверку полученного защитного слоя. Более точные результаты можно получить только с использованием специального профессионального оборудования. Существует три способа проверки целостности раствора:
Если нет возможности пригласить специалистов для оценки выполненных работ, проверить готовность цементного слоя можно при помощи упрощенного термального метода. Для этого в течение периода застывания смеси измеряют температуру у стенок обсадных труб. Она должна вначале сравнятся с температурой окружающего воздуха, а затем стать на 1-1,5 градуса ниже.
Цементируется скважина только раствором с тщательно подобранным составом, который будет зависеть от структуры грунтовых слоев. Для того чтобы более плотно была произведена цементация затрубного пространства, необходимо применять увеличивающийся в объеме раствор. Если скважина обустроена в толще пористой горной структуры, то при ее цементировании нельзя использовать обычный цементный раствор, так как он станет поступать в толщу геологической структуры, и это станет причиной большого перерасхода материала. По этой причине, если при предварительном геологическом обследовании были обнаружены пористые слои грунта, следует использовать смесь, которая имеет в составе волокнистый наполнитель на базе тростника, бумаги и иных материалов волокнистого типа.
Обычную цементно-песчаную смесь необходимо применять в случае обнаружения глинистой почвы, которая способна гарантировать надежное сцепление. Кроме того, жидкая смесь позволяет выполнить разобщение слоев грунта, то есть организуется хорошая межпочвенная герметизация.
Подготовительный этап цементирования должен предполагать не только выбор метода заполнения затрубного пространства и состава смеси, но и подготовку оборудования, что предусматривает проверку наибольшего рабочего давления и производительности подачи смеси.
Необходимо произвести качественную промывку скважины и самого затрубного пространства обычной водой, что позволит очистить пространство от буровых остатков почвы. Если пренебречь этим этапом, то это может стать причиной недостаточного заполнения смесью нужного пространства. В дальнейшем это приведет к перемещению почвы и повреждению обсадной трубы.
При подготовке тампонажной смеси следует обязательно добавить в нее коррекционные составляющие, которые станут регулировать пластичные характеристики смеси и сроки ее схватывания, так как процесс заполнения затрубного пространства предполагает трату значительного времени.
Для того чтобы гарантировать качественное заполнение пространства, при котором не будет повреждена сама скважина, период жизни тампонажной смеси минимум должен быть равен 3 часам, тогда как достижение им полной твердости должно осуществиться не позднее 72 часов.
Для того чтобы цементировать скважину, оборудование можно установить на грузовых автомобилях. Стоит помнить, что цементирование будет проведено качественно, если в процессе осуществления работ будет использован квалифицированный труд, а также материалы, оборудование и инструменты, которые предназначены для выполнения поставленной задачи.